El carbón cierra 2025 con su menor aportación en la historia eléctrica de España, solo el 0,6% de generación
La demanda de electricidad en España podría cerrar 2025 consolidando la senda de crecimiento. Según las estimaciones de Red Eléctrica con datos disponibles a 16 de diciembre, el consumo eléctrico en el país crecería por segundo año consecutivo. En concreto, el aumento se situaría en un 2,6% con respecto a 2024 y, si se tienen en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas, sería del 1,4%. En cómputo, la demanda ascendería aproximadamente a 256 TWh. Si se añade la estimación de la energía generada por instalaciones de autoconsumo, la demanda alcanzaría valores similares a los registrados en los años anteriores a la pandemia de la COVID-19.
Por su parte, la generación procedente de fuentes renovables subiría un 1,6% y con una previsión de más de 151 TWh, volvería a superar los valores registrados en 2024, que ya fue récord. En este sentido, la cuota de producción renovable se situaría cerca del 56%, cifra que se vería incrementada al 57% si se tiene en cuenta el impacto del autoconsumo. España culminaría este ejercicio con una cuota cercana al 75% en cuanto a producción libre de emisiones.
Con la información provisional disponible, la eólica lideraría un año más el mix energético nacional (22%). Tras ella, los primeros puestos de la estructura de generación los completarían la nuclear y la solar fotovoltaica, en ese orden y con cuotas cercanas al 19%. Esta última tecnología marca un nuevo máximo anual. Por detrás, estarían el ciclo combinado, con casi el 17% del total, la hidráulica (12%) y la cogeneración (casi un 6%).
Según los datos de REE, el carbón, que ya era una tecnología de generación residual, se estima que cerraría el año con la menor cuota y producción de su historia en España. Aportaría el 0,6% del total y reduciría más de un 50% respecto al año anterior. Esto se debe, fundamentalmente, a la reconversión de la central térmica de Aboño II (en Asturias) a turbina de vapor, que tuvo lugar a mediados de julio.
Las previsiones de Red Eléctrica también contemplan que las tecnologías de almacenamiento, como centrales de bombeo o baterías conectadas a la red, habrían permitido este año la integración de en torno a los 9,4 TWh en el sistema eléctrico español, optimizando así el uso de las renovables.
Por otro lado, y con datos hasta el día 16 de diciembre, el instante de mayor demanda en el sistema eléctrico peninsular se registró el 15 de en enero a las 20:57 horas, momento en el que se alcanzaron los 40.070 MW.
En cuanto al intercambio de electricidad con nuestros países vecinos, 2025 se convertiría en el cuarto año consecutivo que nuestro país cierra con saldo exportador, cuya cifra se ha incrementado un 26% respecto al 2024, hasta alcanzar casi los 13 TWh.
A lo largo del año el parque de generación español ha ido evolucionando y progresivamente incorporando nueva potencia renovable que, a falta de datos a final de año, ya supera los 93 GW, lo que representa más del 68% de la potencia de generación instalada en el país. Si se tiene en cuenta el impacto de las instalaciones de autoconsumo renovable, la potencia renovable se eleva por encima de los 100 GW y representa el 70% del total del parque de generación nacional. Por tecnologías, la solar fotovoltaica continúa líder seguida de la eólica.
Salamanca avanza en su red de calor renovable con biomasa forestal
La Junta de Castilla y León, a través de la Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente (SOMACYL), avanza en el desarrollo de la red de calor sostenible de Salamanca, una infraestructura estratégica de carácter ambiental y energético que permitirá suministrar calefacción y agua caliente sanitaria a cerca de 8.900 viviendas y 75 edificios del sector terciario de la capital.
El proyecto global contempla una inversión total de 35 millones de euros, cofinanciada con fondos FEDER 2021-2027, y está concebido para facilitar a los usuarios una reducción de la factura energética, evitar la inversión en calderas individuales y contribuir de forma significativa a la disminución de las emisiones contaminantes en la ciudad.
Primer paso: redacción del Sector 1
Dentro de los trabajos técnicos necesarios para el diseño de la infraestructura, SOMACYL impulsa la redacción del proyecto constructivo de las conducciones del Sector 1, con un presupuesto base de 198.800 euros más IVA. Este será el primer ámbito de actuación y dará servicio al campus universitario, al complejo hospitalario y a los edificios públicos y privados de su entorno, configurándose como el núcleo inicial de despliegue de la red.
Características de la futura red de calor
La red de calor de Salamanca contará con una central de generación de energía térmica con una potencia de hasta 48 MW, que se ubicará en la avenida Mariano Rodríguez Sánchez. La instalación estará equipada con calderas de biomasa forestal con tecnología de parrilla móvil, complementadas con sistemas avanzados de control de emisiones, como multiciclón y electrofiltros, que garantizan un alto rendimiento energético y el cumplimiento de los estándares medioambientales más exigentes.
El sistema de distribución se articulará mediante una red urbana de aproximadamente 50 kilómetros de conducciones, estructurada en tres sectores que se desarrollarán de forma progresiva en distintas fases.
Impacto energético, ambiental y social
La puesta en marcha de la red permitirá una reducción estimada de 39.000 toneladas de CO₂ al año, incrementará la independencia energética de Castilla y León y favorecerá el aprovechamiento sostenible de la biomasa forestal.
Además, el proyecto tendrá un notable impacto socioeconómico, con la creación de unos 70 empleos durante la fase de construcción, 20 puestos vinculados a la operación y mantenimiento y alrededor de 120 empleos en el medio ruralasociados a la obtención y logística de la biomasa.
Calendario y próximas fases
En paralelo, se encuentra en redacción el proyecto básico de la central de generación renovable, adjudicado por 68.900 euros más IVA, junto con los estudios ambientales necesarios. Las obras de la central y de las conducciones se ejecutarán en fases posteriores, con el objetivo de que la infraestructura entre en servicio en 2028.
Con este proyecto, la Junta de Castilla y León refuerza su apuesta por un modelo energético más limpio, eficiente y sostenible, alineado con los objetivos de transición energética y lucha contra el cambio climático.
La región cuenta actualmente con 19 redes de calor renovables en funcionamiento, que suman 99 MW de potencia instalada, 91 kilómetros de tuberías y una inversión acumulada de 85 millones de euros, suministrando energía térmica a 4.517 viviendas, 147 edificios terciarios y 9 usuarios industriales. Entre los proyectos más destacados figuran las redes de la Universidad de Valladolid, el polígono industrial de Villalonquéjar (Burgos) y Valladolid Oeste.
HVR Energy y H2Duero impulsan la movilidad con hidrógeno renovable en España mediante un acuerdo estratégico
El acuerdo alinea producción, logística e infraestructura para acelerar la adopción del hidrógeno renovable en el transporte
HVR Energy y H2Duero, sociedad participada en un 80% por Redexis y en un 20% por SOMACYL, han formalizado hoy en Madrid un acuerdo estratégico que permitirá el inicio de la producción, compresión y carga de hidrógeno renovable en la planta ubicada en el Parque Empresarial del Medio Ambiente de Garray (Soria).
Este contrato marca el inicio de una colaboración pionera en España que permitirá garantizar el suministro de hidrógeno renovable y acelerar el despliegue de la red de hidrolineras de HVR en España.
Un modelo pionero adaptado a un mercado emergente
El acuerdo se articula sobre una lógica complementaria, en la que cada parte aporta sus capacidades clave:
- H2Duero liderará la producción y operación de la infraestructura, incluyendo un electrolizador PEM de 3 MW capaz de generar hasta 300 toneladas/año de hidrógeno renovable, así como las instalaciones necesarias para su compresión y carga.
- HVR Energy aportará su red de hidrolineras y su modelo logístico de almacenamiento a alta presión, optimizando costes de inversión y operación, y acelerando la llegada del hidrógeno a las estaciones de repostaje. Además, pone a disposición del proyecto la demanda prevista en su plan de despliegue de 75 hidrolineras en España.
Este enfoque permite a ambas compañías aportar sus activos, impulsando la demanda y favoreciendo la adopción del hidrógeno renovable en el sector de la movilidad.
Un proyecto que abre camino al hidrógeno renovable en España
El acuerdo supone un punto de inflexión para el desarrollo del hidrógeno en España, al establecer una colaboración estructurada entre productores y distribuidores que alinea de forma efectiva producción, logística e infraestructura con una demanda concreta y planificada.
El compromiso adquirido garantiza que una parte de la producción de H2Duero, tenga un destino que contribuya a acelerar la descarbonización del transporte, sentando las bases para la escalabilidad futura del hidrógeno renovable.
Declaraciones
Santiago Ramas, director general de HVR Energy, afirmó: “este acuerdo es un ejemplo claro y replicable de cómo debe desarrollarse el hidrógeno en España: colaboración, confianza, aportación de activos y visión compartida a largo plazo. Así se construye el sector.”
Por su parte, Miguel Mayrata, presidente de H2Duero, destacó: “este contrato materializa nuestra apuesta por los gases renovables y sienta las bases para descarbonizar la movilidad en España, poniendo en marcha infraestructura crítica para compresión y carga, y habilitando un suministro real para flotas y estaciones de servicio.”
Jose Manuel Jiménez, consejero delegado de SOMACYL, subrayó: “la apuesta de la Junta de Castilla y León por el desarrollo del hidrogeno verde y sus derivados en el PEMA en Soria, alcanza hoy un hito fundamental con este acuerdo, que contribuye sin duda al futuro del sector “.
La digitalización del regadío en el Canal del Páramo impulsa el ahorro de agua y energía con fondos PERTE
La Comunidad General de Regantes del Canal del Páramo ya ha comenzado a instalar sondas de humedad y avanza en nuevas herramientas —pluviómetros, estaciones meteorológicas y controles de calidad— dentro de un proyecto financiado con fondos NextGenerationEU
La Comunidad General de Regantes del Canal del Páramo, con sede en Santa María del Páramo, ha puesto en marcha sus primeras soluciones digitales para modernizar el regadío y mejorar la eficiencia en el uso del agua y la energía. El proyecto se enmarca en la primera convocatoria del PERTE de Digitalización del Ciclo del Agua, financiado por la Unión Europea a través de NextGenerationEU y gestionado en España por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
La inversión destinada a esta transformación asciende a 1.206.007 euros, una cifra que permitirá desplegar tecnología de medición y análisis para tomar decisiones de riego con mayor precisión y reducir costes operativos.
Primer paso: sondas de humedad para regar con datos (y no “a ojo”)
Los primeros dispositivos instalados son sondas de humedad, sensores que registran el estado del suelo y ayudan a ajustar los riegos a las necesidades reales de cada parcela. Con esta información, los regantes pueden optimizar tiempos y aportes, lo que se traduce en ahorros destacados de agua y energía y en una gestión más eficiente del sistema.
Además, la incorporación de datos facilita un uso más racional de insumos: al afinar la estrategia de riego, también se favorece la reducción de fertilizantes y productos fitosanitarios, con una bajada paralela del riesgo de contaminación y un mejor encaje con objetivos de sostenibilidad.
Un sistema que da servicio a 28 localidades y más de 17.300 hectáreas
La Comunidad abarca 28 localidades de 10 municipios —Bustillo del Páramo, Valdefuentes del Páramo, Bercianos del Páramo, Valdevimbre, Villazala, Laguna Dalga, San Pedro Bercianos, Urdiales del Páramo, Santa Marina del Rey y Santa María del Páramo— y reúne a 672 comuneros que trabajan más de 17.300 hectáreas de superficie regable. El abastecimiento procede del Embalse de Barrios de Luna, un elemento clave para el conjunto del sistema.
En un territorio que ha intensificado su modernización en los últimos años, el cultivo mayoritario es el maíz, seguido por alubia y remolacha, además de producciones como trigo, girasol, alfalfa, centeno o patata.
Lo próximo: pluviómetros en tiempo real, estaciones meteo y control de calidad del agua
El despliegue tecnológico no se queda en las sondas. Según el plan previsto, próximamente se sumarán pluviómetros con conexión en tiempo real y estaciones meteorológicas, herramientas que permiten anticipar necesidades hídricas y ajustar el riego según el clima.
Por otro lado, el proyecto incluye hitos vinculados al control hídrico: la construcción de una estación de control de calidad del agua de abastecimiento del regadío y otras estaciones para medir caudal y calidad del agua que retorna a los cauces públicos tras los riegos. También se contemplan estudios de eficiencia energética para analizar el rendimiento del sistema en su conjunto.
Agricultura 4.0: más eficiencia y un campo con relevo
La digitalización del regadío en el Canal del Páramo se apoya en sensores, tratamiento de datos y plataformas informáticas para recopilar y analizar información. Con ello, la Comunidad aspira a una gestión más eficaz de recursos como el agua y la energía, avanzando hacia un modelo de agricultura inteligente.
Estas iniciativas también se presentan como una palanca para reforzar el sector agroalimentario: contribuyen a reducir el estrés hídrico de las cuencas, mejoran la sostenibilidad y pueden actuar como incentivo para el relevo generacional y una mayor inclusión de mujeres en el ámbito agrícola, dentro del marco de transición ecológica y transformación digital.
La ejecución de esta renovación tecnológica ha sido encargada a la empresa gestora iRiego New Generation, especializada en digitalización y modernización de regadíos.
El MITECO destina 50 millones a las redes de calor y frío alimentadas por energías renovables
Las solicitudes pueden presentarse hasta el 27 de febrero
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha aprobado, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), la segunda convocatoria de ayudas para redes de calor y frío que utilicen energías renovables, disponible aquí. El Programa, denominado RENORED, destinará 50 millones de euros del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), con fondos NextGenerationEU, con el objetivo de reducir la dependencia de los combustibles fósiles y la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector residencial y de infraestructuras públicas.
Entre las actuaciones subvencionables se encuentran las nuevas centrales de generación, las redes de distribución y las ampliaciones de las existentes que cuenten con una potencia mínima de 1 MW. Para acogerse a los incentivos, es requisito indispensable el uso exclusivo de fuentes renovables, como la biomasa, la geotermia o la solar de concentración, entre otras, excluyéndose aquellas que utilicen combustibles fósiles en la red.
Además, será necesario que los equipos cuenten con etiquetado energético y la mejor tecnología disponible, la monitorización energética y medioambiental del sistema y el cumplimiento de los requisitos del Reglamento de instalaciones térmicas en los edificios (RITE) cuando sea de aplicación. Las instalaciones deberán encontrarse finalizadas antes del 30 de junio de 2029.
La convocatoria se ha dividido en dos programas. El programa 1 se destina a beneficiarios que realizan actividad económica y está dotado con 40 millones. Por su parte, el programa 2 va dirigido a sectores sin actividad económica y cuenta con un presupuesto de 10 millones.
La intensidad de las ayudas será del 35% para el programa 1 y del 70% para el programa 2. En el caso de las pequeñas empresas el porcentaje se podrá incrementar un 10% y un 5% en las medianas. Además, si el proyecto se ubica en municipios de reto demográfico y/o transición justa los incentivos se incrementarán otro 5%. Además, se ha establecido un límite máximo de ayuda de 15 millones por proyecto y beneficiario, así como una inversión mínima de 450.000 euros.
Las ayudas a fondo perdido reguladas por esta convocatoria se otorgarán en régimen de concurrencia competitiva entre los expedientes mejor valorados. Para su selección, se tendrá en cuenta el criterio económico (70%), el tamaño de la empresa (10%), si se ubica en municipios de reto demográfico o transición justa (10%) y si la actuación suministrará calor a barrios vulnerables (10%).
Las ayudas serán percibidas por los beneficiarios con carácter definitivo una vez se verifique la ejecución del proyecto y se certifique la inversión. Cabe la posibilidad de solicitar anticipos de hasta el 80% del total.
Objetivos de la convocatoria
Esta convocatoria, incluida en la componente 31 del PRTR, contribuirá a conseguir los objetivos de mejora de la eficiencia energética y la utilización de las energías renovables establecidos en el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) 2023- 2030. Su consecución requiere reducir paulatinamente la demanda energética de los edificios e infraestructuras públicas, reducir la dependencia de combustibles fósiles, introducir tecnologías de alta eficiencia energética, así como fomentar las energías de origen renovable y el autoconsumo.
Se trata de la segunda convocatoria de estas características, después de que se concedieran 34 millones para 20 proyectos en una primera edición, en la que Cataluña, Castilla y León y Castilla-La Mancha fueron las comunidades en las que más proyectos se desarrollaron, con la biomasa como principal fuente de energía.
La presentación de solicitudes se realizará a través del sistema telemático correspondiente alojado en el portal de ayudas de la sede electrónica del IDAE entre el 21 de enero de 2026 a las 9.00 horas y el 27 de febrero a las 13.00 horas.
Eliminado un nuevo punto negro de de mortalidad de aves rapaces en la provincia de Segovia
La rápida activación del protocolo de aviso y coordinación ha permitido eliminar un nuevo punto negro de mortalidad de aves rapaces en la provincia de Segovia, tras la electrocución de un Milano Real (Milvus milvus), especie catalogada “En Peligro de Extinción” en España. El caso se inició cuando un voluntario del Colectivo Azálvaro localizó al ejemplar electrocutado en un apoyo situado junto a la subestación eléctrica de Escalona del Prado, permaneciendo el ave sobre la cruceta del poste, lo que hacía imprescindible una intervención técnica especializada para su retirada.
Tras recibir el aviso, el Colectivo Azálvaro activó de inmediato el protocolo establecido, informando a los Agentes Medioambientales de la Junta de Castilla y León y notificando el incidente al titular de la línea eléctrica, el Grupo Naturgy UFD de operaciones en Segovia. A partir de dicha comunicación, el centro de operaciones movilizó a COMSA – empresa en trabajos en tensión, cuyo equipo procedió a retirar el ejemplar de manera segura. Durante la intervención se constató que el apoyo no contaba con ninguna medida de protección instalada, circunstancia que incrementaba significativamente el riesgo de electrocución para la avifauna.
Como consecuencia directa del caso, y gracias a la coordinación de todas las partes implicadas, Naturgy UFD ha instalado posteriormente las medidas de protección necesarias, adecuando el apoyo y eliminando su peligrosidad. La revisión complementaria de la línea permitió identificar otros postes próximos con diseños peligrosos para las aves, que también han sido corregidos en la misma actuación. Con ello, se ha eliminado de manera efectiva un punto negro de electrocución y se ha incrementado la seguridad de varios elementos de la red eléctrica en el entorno de Escalona del Prado.
La electrocución en tendidos eléctricos sigue siendo una de las principales causas de mortalidad no natural de rapaces en España. En el caso del Milano Real, catalogado en peligro de extinción, este tipo de incidentes supone una amenaza especialmente grave para la supervivencia de la especie. Por ello, la detección temprana por parte de la ciudadanía, la rápida activación de los protocolos y la corrección inmediata de los apoyos peligrosos constituyen herramientas esenciales para mitigar estos riesgos.
La reciente actuación en Escalona del Prado, que ha permitido eliminar un punto negro de electrocución tras la muerte de un milano real, se enmarca en un contexto de refuerzo de las políticas autonómicas de conservación de la biodiversidad. En este sentido, la Junta de Castilla y León ha autorizado recientemente la concesión directa de subvenciones por un importe superior a los 550.000 euros, destinadas a titulares de líneas eléctricas para la adaptación de tendidos y la protección de la avifauna.
Estas ayudas, financiadas a través del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), permitirán continuar la adecuación de infraestructuras eléctricas a la normativa vigente, con el objetivo de reducir la mortalidad de aves por electrocución y colisión y mejorar el estado de conservación de los ecosistemas.
Este tipo de medidas institucionales refuerzan actuaciones concretas como la desarrollada en la provincia de Segovia, donde la colaboración entre voluntariado, administración y empresas eléctricas se consolida como una herramienta eficaz para avanzar en la reducción de la mortalidad no natural de especies amenazadas.
Naturgy suma siete nuevos proyectos de almacenamiento con baterías, uno de ellos en Castilla y León
Naturgy suma siete nuevos proyectos de almacenamiento con baterías a su cartera renovable y se consolida como grupo referente en el impulso en España de esta tecnología, clave para garantizar la estabilidad del suministro eléctrico y favorecer la transición energética. La suma de estos nuevos proyectos eleva la cartera de almacenamiento con baterías de Naturgy en España a un total de 16 instalaciones. Algunas de estas plantas se encuentran ya en fase de construcción y comenzarán a operar en los primeros meses de 2026.
Los siete nuevos proyectos de almacenamiento impulsados por Naturgy han obtenido una financiación de 39 millones de euros en la primera convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético cofinanciada con fondos FEDER 21-27, según la propuesta de resolución definitiva publicada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Estas instalaciones sumarán una potencia adicional de 100 MW y una capacidad de almacenamiento de 359 MWh.
Los nuevos proyectos se ubicarán en Canarias (Puerto del Rosario y Fuerteventura), Castilla y León (San Blas), Castilla-La Mancha (Los Pedreros), Galicia (Troncal y Monte Redondo) y Murcia (Jumilla). Se trata de seis proyectos de hibridación de plantas renovables de la compañía y una batería stand alone conectada directamente a la red y ubicada en Vigo.
Naturgy inició recientemente los trabajos de construcción de sus primeros proyectos de almacenamiento con baterías en España. Se trata de las baterías que hibridarán los parques fotovoltaicos de Tabernas I y II (Almería), Carpio del Tajo (Toledo), La Nava (Ciudad Real) y El Escobar y Piletas (Las Palmas). Su puesta en operación está prevista en 2026.
Sumando los siete nuevos proyectos adjudicados en la última subasta, Naturgy suma ya una cartera de 16 instalaciones de almacenamiento con ayudas entre desarrollo y construcción, con una potencia total de 260 MW y 689 MWh de capacidad de almacenamiento. La inversión total en estos proyectos será de 140 millones de euros.
El almacenamiento con baterías, clave para el sistema energético
Estos sistemas permiten almacenar energía renovable para suministrarla cuando sea necesario en momentos de escasa producción, flexibilizando la producción de energía renovable y garantizando su integración en el sistema. Según las proyecciones del PNIEC, en 2030 el mix energético estará compuesto en un 81% por energías renovables en la generación eléctrica, lo que plantea el reto de dotar al sistema de herramientas de flexibilidad para acompasar generación y consumo y dar capacidad firme al sistema.
En este escenario, el almacenamiento es clave en la seguridad y calidad del suministro, y por ello el PNIEC prevé la instalación de 22,5 GW de almacenamiento hasta el 2030. Además, en febrero de 2021 el Gobierno de España publicó su Estrategia de Almacenamiento Energético, donde las baterías estacionarias son una de las claves para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Experiencia internacional en almacenamiento
Naturgy ya cuenta con experiencia en el desarrollo de almacenamiento con baterías a nivel internacional. A través de Global Power Generation (GPG), el grupo conectó en 2023 a la red de Australia su primera instalación de almacenamiento de baterías a nivel mundial, el proyecto ACT Battery. Este año, en Australia, ha puesto en operación Cunderdin, su primer gran proyecto híbrido de generación fotovoltaica y almacenamiento con baterías, con una capacidad solar de 128 MW y un sistema de almacenamiento de 55 MW/220 MWh.
El Salón del Gas Renovable anuncia su sexta edición: Valladolid volverá a acoger el mayor evento del sector en 2026
La Asociación Española de la Biomasa (AVEBIOM), anuncia que la sexta edición del Salón del Gas Renovable se celebrará los días 29 y 30 de septiembre de 2026 en la Feria de Valladolid, consolidando a la ciudad como el gran punto de encuentro para el sector del biogás, biometano y otros gases renovables en España, Portugal y América Latina.
El Salón volverá a reunir a todos los agentes que impulsan y trabajan por el desarrollo de los gases renovables: empresas, inversores, tecnólogos, operadores energéticos, gestores de residuos, industria agroalimentaria y administraciones públicas.
“El interés por el biogás y el biometano crece con fuerza en toda España. Se prevé que nuestro país será el principal destino de la inversión privada en nuevas plantas de biometano en Europa, y el Salón se ha consolidado como el espacio donde empresas e instituciones comparten soluciones reales para hacerlo posible”, destaca Javier Díaz, presidente de AVEBIOM.
En sus cinco ediciones anteriores, el Salón ha contado con la participación de algunas de las empresas más relevantes del sector, tanto nacionales como internacionales.
En su última convocatoria, más de 270 firmas y marcas presentaron sus soluciones tecnológicas, servicios y proyectos, y miles de profesionales acudieron a Valladolid para generar contactos, alianzas y acuerdos que ya se están traduciendo en nuevas plantas e inversiones reales.
Con estos resultados, el Salón del Gas Renovable se consolida como uno de los grandes foros de negocio del sur de Europa para el impulso de los gases renovables como pieza clave en la transición energética y la descarbonización de la economía.
Las empresas interesadas en exponer o patrocinar el evento pueden manifestar su interés desde hoy, cumplimentando un breve formulario disponible en la web oficial del Salón del Gas Renovable: SOLICITA INFORMACIÓN
Más información para exponer en el Salón del Gas Renovable 2026
www.salondelgasrenovable.com
info@salondelgasrenovable.com
+34 975 10 20 20
Eiffage Energía Sistemas ejecuta bajo modalidad EPC los proyectos fotovoltaicos Valle 3 y 4, que suman 330 MW en Castilla y León
Eiffage Energía Sistemas está desarrollando la ejecución integral de las plantas fotovoltaicas Valle 3 y Valle 4, ubicadas en Wamba (Valladolid). Cada una de las instalaciones alcanza una potencia de 165 MWp, situándose entre los proyectos solares de mayor capacidad actualmente en construcción en España.
El proyecto incluye de manera integral ingeniería y suministros, obra civil, montaje electromecánico y puesta en marcha, con las pruebas finales y pre-commissioning, garantizando la correcta integración de todos los sistemas.
Subestación elevadora 220 kV y evacuación de energía
El contrato incluye, además, la ejecución de una subestación elevadora convencional 220 kV, equipada con: dos posiciones de transformación 220/30 kV 120/145 MVA ONAN/ONAF y una posición de línea en 220 kV, necesaria para evacuar la energía generada por las plantas.
Esta infraestructura, que entrará en operación en 2027, se conectará a una línea de evacuación cuyo destino es la subestación GIS 220/400 kV Nueva Valladolid, propiedad de Red Eléctrica de España.
Se estima que la generación de energía renovable de estas plantas evitará la emisión de cerca de 124.000 toneladas de CO2 cada año, lo que equivale a retirar más de 116.000 automóviles de las carreteras.
Durante la ejecución del proyecto, Eiffage Energía Sistemas impulsa la contratación de subcontratas locales y la generación de empleo en las zonas aledañas, contribuyendo al desarrollo económico del entorno y fomentando la actividad de proveedores y negocios locales.
Además, Valle 3 y 4 buscará convertirse en un referente en sostenibilidad, innovación y desarrollo rural, demostrando que el futuro de la energía renovable pasa por sumar talento y crear valor para las comunidades. Así, el proyecto cuenta con el Sello de Excelencia en Sostenibilidad de UNEF y contempla la implementación de un proyecto piloto de agrivoltaica.
Con este proyecto, Eiffage Energía Sistemas refuerza su posicionamiento como referente en soluciones EPC para grandes plantas fotovoltaicas, combinando capacidad técnica, innovación y desarrollo sostenible.
Castilla y León, líder renovable pero con riesgo de perder energía por la falta de red
En 2024, Castilla y León produjo 27.080 GWh, de los que el 92,8% fueron de origen renovable, según datos de Red Eléctrica
Castilla y León es la comunidad que más electricidad renovable genera en España, pero su liderazgo convive con un problema que amenaza con crecer: la falta de capacidad en la red de transporte para evacuar toda la energía producida.
El informe europeo ‘The State of European Power Grids: A Meta‑Analysis’, elaborado por Aurora Energy Research con apoyo de Hitachi Energy, advierte que los cuellos de botella eléctricos podrían triplicar las pérdidas de renovables en España, pasando de 892 GWh en 2025 a 2.869 GWh en 2030 si no se acelera la inversión en infraestructuras.
En 2024, Castilla y León produjo 27.080 GWh, de los que el 92,8% fueron de origen renovable, según datos de Red Eléctrica (REE).
Sin embargo, esa potencia no siempre encuentra salida. El estudio sitúa a Soria entre las provincias españolas más afectadas por la congestión de red, con 54 GWh de energía desaprovechada el año pasado.
Aunque el resto de provincias de la comunidad no figura en los máximos nacionales, el riesgo es creciente: la generación se concentra en zonas interiores mientras la demanda se localiza en áreas urbanas y costeras, lo que obliga a frenar aerogeneradores y plantas solares cuando la red no puede absorber más electricidad.
La situación no es exclusiva de España. A escala europea, en 2024 se perdieron 72 TWh por medidas de gestión de congestión, el equivalente al consumo anual de Austria, y los costes asociados alcanzaron 8.900 millones de euros.
Aurora subraya que la transición energética exige triplicar la capacidad solar y eólica y aumentar un 71% la demanda eléctrica hasta 2050, pero la red no crece al mismo ritmo: más de 800 GW de proyectos renovables esperan conexión frente a los 339 GW instalados.
La red en Castilla y León y las renovables
En Castilla y León, la respuesta pasa por reforzar la red de transporte. REE incrementó su inversión en 2024 hasta 976 millones de euros, un 31% más, y desplegó 487 kilómetros adicionales de circuito y 197 posiciones de subestación.
En la comunidad, ya se han ejecutado ampliaciones en Ciudad Rodrigo (Salamanca), Grijota (Palencia), Tordesillas y Valladolid Nuevo, y se tramitan proyectos estratégicos como la entrada‑salida en La Mudarra (Valladolid) y el nuevo eje Zuzones (Burgos), que conectará con Almazán para aliviar restricciones en el corredor Burgos‑Soria.
La provincia de Valladolid, que concentra el 20,6% de la demanda autonómica, es clave en este plan. Sus refuerzos buscan garantizar el suministro y facilitar la integración de renovables procedentes de zonas limítrofes.
Burgos, con el 19,1% de la demanda, será el punto de anclaje del futuro nodo Zuzones, mientras León (16,6%) mantiene un peso hidráulico que reduce su exposición a vertidos, aunque también depende de la capacidad de transporte para nuevas instalaciones.
Palencia (8,5%) y Salamanca (11,2%) ya cuentan con ampliaciones en sus subestaciones principales, mientras Segovia (7,7%), Ávila (5,3%) y Zamora (5,7%) se beneficiarán del mallado regional previsto en la planificación 2025‑2030, actualmente en audiencia pública.
Soria, con el 5,3% de la demanda, es el epicentro del problema: sus parques eólicos y solares sufren paradas forzadas por falta de red, un escenario que podría agravarse si no se materializan los proyectos en curso.
El informe advierte que España corre el riesgo de perder parte de su ventaja competitiva en renovables si no acelera la inversión en redes, especialmente en territorios con alto potencial de generación como Castilla y León.
«El desajuste geográfico y las limitaciones de transmisión obligan a frenar la producción renovable que podría estar abasteciendo al sistema», señala Alfredo Parres, responsable de renovables en Hitachi Energy.
La planificación nacional fija como principios la maximización de la penetración renovable y la supresión de restricciones técnicas.
Pero los plazos son largos: una línea de 400 kV puede tardar entre cinco y trece años en completarse, frente a los dos o cuatro que necesita una planta solar.
Por eso, Aurora insiste en la necesidad de inversiones anticipadas y soluciones innovadoras, como tecnologías que optimicen la capacidad existente y sistemas de almacenamiento que actúen como activos de red.
Castilla y León afronta así un reto decisivo: mantener su liderazgo verde sin que la falta de infraestructura convierta en papel mojado la energía limpia que produce. Las cifras de Soria son una señal de alerta.
El futuro dependerá de que los proyectos en marcha —La Mudarra, Zuzones y las ampliaciones en subestaciones— lleguen a tiempo para que la comunidad siga siendo motor de la transición energética sin desperdiciar su potencial.
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